содержание   ..   244  245  246  247  248  249  ..

Москва 2009

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ

СОСТАВЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

И РЕЖИМЫ ЦИРКУЛЯЦИИ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ И ОБСКОЙ ГУБ

Р Газпром 2-3.2-269-2008

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2009

Р Газпром 2-3.2-269-2008

Предисловие

1. РАЗРАБОТАНЫ

   
    

2. ВНЕСЕНЫ

   
    

3. УТВЕРЖДЕНЫ

   И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ

   
    

4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» «24» ноября 2008 года

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

II

Содержание

1. Область применения 1

2. Нормативные ссылки 1

3. Термины и определения 2

4. Обозначения и сокращения 3

5. Общие положения 4

6. Составы буровых растворов и технологии их приготовления 5

7. Методы контроля качества буровых растворов 15

8. Требования безопасности и охраны окружающей среды 17

   Приложение А (справочное) Геолого-техническая характеристика

   условий применения буровых растворов 18

   Приложение Б (справочное) Функциональное назначение

   компонентов буровых растворов 23

   Приложение В (рекомендуемое) Технологические параметры и режимы

   циркуляции буровых растворов 25

   Приложение Г (справочное) Потребность в компонентах буровых растворов

   и ожидаемые объемы образования отходов бурения 28

   Библиография 30

   
    

   III

   РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

   
    

   

   СОСТАВЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕЖИМЫ ЦИРКУЛЯЦИИ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ И ОБСКОЙ ГУБ

   

   
    

   Дата введения – 2009-10-23

   
    

   1. Область применения

      
       

      Настоящие рекомендации определяют составы буровых растворов, технологии приго-товления, режимы циркуляции и предназначены для применения при проектировании и стро-ительстве длиннопротяженных скважин с береговой зоны на месторождениях в акватории Тазовской и Обской губ.

      
       

   2. Нормативные ссылки

      
       

      В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Класси-

      фикация и общие требования безопасности

      ГОСТ 2263-79 Натр едкий технический. Технические условия ГОСТ 4568-95 Калий хлористый. Технические условия

      ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравнен-ные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

      ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и конт-роль качества продукции. Основные термины и определения

      ГОСТ 30333-95 Паспорт безопасности вещества (материала). Основные положения. Информация по обеспечению безопасности при производстве, применении, хранении, транс-портировании, утилизации

      ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

      СТО Газпром 2-1.19-107-2007 Руководство по сбору, утилизации и ликвидации отходов бурения при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области

      СТО Газпром 2-3.2-003-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на приборе ВМ-6

      
       

      
       

      

      Издание официальное

      
       

      1

      Р Газпром 2-3.2-269-2008

      
       

      СТО Газпром 2-3.2-004-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений ус-ловной вязкости на вискозиметре ВП-5

      СТО Газпром 2-3.2-005-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений пре-дельного статического напряжения сдвига на ротационном вискозиметре СНС-2

      СТО Газпром 2–3.2-165-2008 Компоненты буровых растворов. Входной контроль

      СТО Газпром 2-3.2-198-2008 Руководство по технологии очистки буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области

      Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить дейс-твие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

      
       

   3. Термины и определения

      
       

      В настоящих рекомендациях применены термины в соответствии с ГОСТ Р 8.563, ГОСТ 16504, а также следующие термины с соответствующими определениями:

      1. силикатный буровой раствор: Поликомпонентная водная система на основе гидроси-ликата щелочного металла (натрия, калия).

      2. монасил: Порошкообразный модернизированный гидросиликат натрия с силикат-ным модулем 2,7 – 3,1, применяемый для приготовления силикатного бурового раствора.

      3. силикатный модуль: Величина, равная мольному соотношению оксидов кремния и натрия.

      4. минерализованный буровой раствор: Поликомпонентная водная система на основе растворимых солей (хлориды, формиаты, карбонаты).

      5. транспортирующие свойства бурового раствора: Интегральная характеристика буро-вого раствора, определяющая его способность перемещения шлама на горизонтальных участ-ках ствола во взвешенном состоянии.

      6. смазочные свойства бурового раствора: Интегральная характеристика бурового рас-твора, определяющая его способность снижать силы трения на контакте «металл-металл» и липкость фильтрационной корки.

      7. коэффициент трения: Величина, характеризующая смазочную способность бурового раствора на контакте «металл-металл».

      8. коэффициент скольжения (липкость фильтрационной корки): Величина, характеризу-ющая противоприхватные свойства фильтрационных корок.

      9. режим циркуляции (промывки): Гидродинамическая характеристика движения восхо-дящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве.

         
          

         2

         Р Газпром 2-3.2-269-2008

         
          

      10. реологическая характеристика бурового раствора: Эмпирическая зависимость каса-тельных напряжений сдвига от градиента скорости сдвига бурового раствора.

      11. показатель нелинейности: Показатель степени нелинейности функции, отображаю-щей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в реологичес-кой характеристике бурового раствора.

          
           

   4. Обозначения и сокращения

      
       

      В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения и сокращения: БМБР – безглинистый минерализованный буровой раствор;

      БСБР – безглинистый силикатный буровой раствор;

      ГКЖ – гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость; КНБК – компоновка низа бурильной колонны;

      КСД – комплексная смазывающая добавка; ММП – многолетнемерзлые породы;

      МСБР – малоглинистый силикатный буровой раствор; ПАЦ – полианионная целлюлоза;

      ПБР – полимерглинистый буровой раствор; СНС – статическое напряжение сдвига;

      ТУ – технические условия;

      ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства; ФХЛС – феррохромлигносульфонат;

      ρ – плотность;

      Т – условная вязкость;

      Ф – показатель фильтрации;

      К – толщина фильтрационной корки;

      n – показатель нелинейности;

      η – пластическая вязкость;

      τ0 – динамическое напряжение сдвига; рН – водородный показатель;

      φтр – липкость фильтрационной корки;

      k – показатель консистенции; Re – число Рейнольдса.

      
       

      3

      Р Газпром 2-3.2-269-2008

      
       

   5. Общие положения

      
       

      1. Требования к буровым растворам обусловлены спецификой условий их применения при строительстве скважин с длиннопротяженными субгоризонтальными стволами в неустой-чивых породах на продуктивные пласты ПК сеноманских и альбских отложений и ТП аптских и готерив-барремских отложений месторождений, расположенных в акватории Тазовской и Обской губ (приложение А).

         Примечание – Проектные конструкции и профили скважин определены с учетом геологи-ческих условий их строительства на Семаковском, Геофизическом, Антипаютинском, Каменномыское море и Тота-Яхинском месторождениях и приняты согласно рекомендациям [1, 2].

         
          

      2. Для бурения под направление и кондуктор рекомендуется применять буровой раст-вор, обладающий повышенными транспортирующими, смазочными свойствами и реологи-ческой характеристикой, обеспечивающей ламинарный режим его циркуляции в кольцевом пространстве по стволу скважины с целью предупреждения теплоэрозионного разрушения слабосцементированных стенок скважины и кавернообразования в верхней части разреза с набором угла наклона ствола до 50° – 87°.

      3. Для бурения под эксплуатационную (промежуточную) колонну рекомендуется при-менять буровой раствор, обладающий высокими ингибирующими, смазочными и псевдоплас-тическими свойствами с реологической характеристикой, обеспечивающей турбулентный ре-жим его циркуляции в кольцевом пространстве по стволу скважины с целью профилактики осложнений (обвалы, шламонакопления, образование уступов и желобов, прихваты, зависа-ния бурильного инструмента) и осуществление технической возможности проводки субгори-зонтальных стволов (угол до 87°) большой протяженностью в неустойчивых высококоллои-дальных отложениях ганькинской, березовской, кузнецовской, марресалинской, яронгской и танопчинской свитах.

      4. Для бурения под хвостовик рекомендуется применять безглинистые ингибирован-ные растворы с повышенными блокирующими, смазочными, транспортирующими свойства-ми и низкой фильтрацией для снижения загрязнения продуктивных пластов.

      5. Основными требованиями к технологическим параметрам буровых растворов для бурения субгоризонтальных стволов являются:

         • коэффициент трения (не более 0,15);

         • коэффициент скольжения (не более 0,20);

         • показатель нелинейности (не более 0,50).

      6. Для обеспечения требуемых режимов циркуляции буровых растворов по интервалам бурения с целью эффективной очистки ствола скважины и оптимизации работы гидравличес-ких забойных двигателей число Рейнольдса должно находиться в следующем диапазоне:

         
          

         4

         Р Газпром 2-3.2-269-2008

         
          

         • направление и кондуктор – Rе от 3700 до 12000 (ламинарный режим циркуляции);

         • промежуточная и эксплуатационная колонны – Rе от 9000 до 13000 (турбулентный режим циркуляции);

         • хвостовик – Rе от 3000 до 5000 (турбулентный режим циркуляции).

           
            

   6. Составы буровых растворов и технологии их приготовления

      
       

      1. При бурении под направление следует применять ПБР, обеспечивающий профилак-тику кавернообразований, теплоэрозионного разрушения стенок скважин и шламонакопле-ний в условиях ММП.

         1. Состав ПБР (мас. %):

            • глинопорошок ПБМА – 2,00;

              -К.К. «Робус» – 0,25;

              -П ПАЦ Н – 0,50;

              -«Силанж» – 0,50;

              -«СМЭГ-3» – 1,00;

            • Пентакс – 0,20;

            • микромрамор – 5,00;

              -«Remacid» – 0,10;

            • сода каустическая – 0,10;

            • вода – остальное.

              В качестве структурообразователя следует применять высококачественный глинопоро-шок ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 [3].

              Для управления псевдопластическими свойствами ПБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].

              Для управления фильтрационными свойствами ПБР рекомендуется применять полиа-нионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

              Для управления смазочными свойствами ПБР следует применять сухую и жидкую сма-зочные добавки: «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6] и «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] соответственно.

              Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке ПБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововлекаю-щими реагентами.

              Утяжеление ПБР до требуемой плотности следует производить добавкой мраморной крошки по ТУ 5716-003-52817785-03 [9].

              
               

              5

              Р Газпром 2-3.2-269-2008

              
               

              Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера, реагентов на ос-нове эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств ПБР рекомендуется произво-дить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

              Для регулирования рН следует применять соду каустическую по ГОСТ 2263.

              Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

         2. Последовательность приготовления ПБР:

            • в технической воде диспергируется глинопорошок (в течение 3 – 4 ч) в количестве 20 кг на 1 м3 технической воды;

            • приготовленная малоглинистая суспензия стабилизируется биополимером К.К. «Ро-бус» в количестве 2,5 кг на 1 м3 малоглинистой суспензии;

            • необходимые фильтрационные показатели бурового раствора достигаются обработ-кой П ПАЦ-Н в количестве 5 кг на 1 м3 бурового раствора;

            • для предотвращения биологического разложения биополимера и полианионной целлюлозы ПБР рекомендуется обрабатывать бактерицидом «Remaсid» в количестве 1 кг на 1 м3 ПБР;

            • после полного растворения полимеров ПБР обрабатывается пеногасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 ПБР;

            • после ввода пеногасителя буровой раствор обрабатывается смазочными добавками

              «Силанж» в количестве 5 кг на 1 м3 бурового раствора и «СМЭГ-3» в количестве 10 кг на 1 м3 бурового раствора;

            • утяжеление бурового раствора до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мраморной крошки.

         3. Для предотвращения процессов кавернообразования восходящим потоком буро-вого раствора из-за большого диаметра ствола и повышения устойчивости стенок скважины при бурении под направление рекомендуется ламинарный режим промывки в кольцевом про-

            странстве (Reфакт не более 0,2 Reкр).

         4. Технологические параметры и режимы циркуляции ПБР при бурении под направ-ление приведены в таблице В.1 (приложение В).

1. При бурении под кондуктор следует применять ПБР с добавками ингибитора, обес-печивающий снижение образования каверн и выступов при интенсивном наборе зенитного угла, эффективный вынос шлама и предотвращение обвалов и шламонакоплений.

   1. При бурении под кондуктор для сокращения объемов бурового раствора рекомен-дуется применять часть оставшегося и очищенного от шлама ПБР после использования его при бурении под направление и свежеприготовленный ПБР.

      
       

      6

      Р Газпром 2-3.2-269-2008

      
       

   2. Состав ПБР при бурении под кондуктор (мас. %):

      • глинопорошок ПБМА – 2,00;

        -К.К. «Робус» – 0,25;

        -П ПАЦ Н – 0,35;

        -ФХЛС – 2,00;

        -ГКЖ-10 БСП – 0,30;

        -«Силанж» – 0,50;

        -«СМЭГ-3» – 1,00;

      • Пентакс – 0,20;

      • микромрамор – 5,00;

        -«Remacid» – 0,10;

      • сода каустическая – 0,10;

      • вода – остальное.

        В качестве структурообразователя следует применять высококачественный глинопоро-шок ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 [3].

        Для управления псевдопластическими свойствами ПБР рекомендуется применять био-полимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].

        Для управления фильтрационными свойствами ПБР рекомендуется применять полиа-нионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

        ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости ПБР. Также этот реагент выполняет функции понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

        Для управления смазочными свойствами ПБР следует применять сухую и жидкую сма-зочные добавки: «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6] и «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] соответственно.

        Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется приме-нять при обработке ПБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововле-кающими реагентами.

        ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [12] рекомендуется применять в качестве до-полнительной смазочной добавки, понизителя фильтрации и ингибитора глинистой породы.

        Утяжеление ПБР до требуемой плотности следует производить добавкой мраморной крошки по ТУ 5716-003-52817785-03 [9].

        Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера и реагентов на ос-нове эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств ПБР рекомендуется произво-дить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

        
         

        7

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

        Для регулирования рН следует применять соду каустическую по ГОСТ 2263.

        Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

   3. Последовательность приготовления ПБР для бурения под кондуктор:

      • в технической воде диспергируется глинопорошок (в течение 3 – 4 ч) в количестве 20 кг на 1 м3 технической воды;

      • приготовленная малоглинистая суспензия стабилизируется биополимером К.К. «Робус» в количестве 2,5 кг на 1 м3 малоглинистой суспензии;

      • необходимые фильтрационные показатели бурового раствора достигаются обработ-кой П ПАЦ Н в количестве 3,5 кг на 1 м3 ПБР;

      • для предотвращения биологического разложения биополимера и полианионной целлюлозы ПБР рекомендуется обрабатывать бактерицидом «Remaсid» в количестве 1 кг на 1 м3 ПБР;

      • после полного растворения полимеров ПБР обрабатывается пеногасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 ПБР;

      • после ввода пеногасителя ПБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 5 кг на 1 м3 ПБР и «СМЭГ-3» в количестве 10 кг на 1 м3 ПБР;

      • утяжеление ПБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-морной крошки;

      • кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП рекомендуется вводить в ПБР во время циркуляции в количестве 3 кг на 1 м3 ПБР;

      • при необходимости снижения вязкости ПБР во время бурения его следует обрабаты-вать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совмест-но с щелочью. Концентрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи следует брать 10 % от массы ФХЛС.

   4. Для обеспечения эффективной очистки крутонаправленного ствола с зенитным углом до 87° и сохранения устойчивости стенок скважины при бурении под кондуктор ре-комендуется ламинарный режим промывки при оптимальной производительности буровых

      насосов (Reфакт не более 0,9 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очистке ствола следует производить периодическую промывку ствола скважины с максималь-

      но возможной производительностью буровых насосов с закачкой чередующихся пачек буро-

      вого раствора с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

   5. Технологические параметры и режим циркуляции ПБР при бурении под кондуктор приведены в таблице В.2 (приложение В).

8

Р Газпром 2-3.2-269-2008

1. При бурении под промежуточную колонну в интервале залегания высокоактивных глинистых пород в условиях длительной циркуляции рекомендуется применять МСБР, обес-печивающий ограничение наработки избыточных объемов бурового раствора и стабильность стенок крутонаправленного длиннопротяженного ствола скважины.

   1. Состав МСБР (мас. %):

      • глинопорошок ПБМА – 0,2;

        -К.К. «Робус» – 0,2;

      • П ПАЦ Н – 0,3;

      • «Монасил» – 3,5;

      • Пентакс – 0,2;

        -«Силанж» – 0,8;

        -«СМЭГ-3» – 1,5;

        -КСД – 0,5;

        -ФХЛС – 2,0;

        -ГКЖ-10 БСП – 0,3;

      • «Remacid» – 0,1;

      • вода – остальное.

        В качестве структурообразователя и для управления псевдопластическими свойствами МСБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4]. Глинопорошок ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 [3] рекомендуется применять для фор-

        мирования прочной глинистой корки на стенках ствола скважины.

        В качестве ингибитора в МСБР рекомендуется использовать «Монасил» – порошкооб-разный модернизированный гидросиликат Na марки Н29 с силикатным модулем от 2,7 до 3,1 по ТУ 2145-001-75105538-2005 [13].

        Для управления фильтрационными свойствами МСБР рекомендуется применять поли-анионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

        Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера и реагентов на основе эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств МСБР рекомендуется производить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

        Для управления смазочными свойствами МСБР следует применять комплекс смазоч-ных добавок: сухую смазочную добавку «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6], жидкую смазочную добавку «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] и комплексную противопри-хватную смазочную добавку КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 [14].

        
         

        9

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

        Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке МСБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововлекаю-щими реагентами.

        ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [12] рекомендуется применять в качестве до-полнительной смазочной добавки, понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

        ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости МСБР. Также этот реагент выполняет функции понизителя фильтрации и ингибито-ра глинистого шлама.

        Мраморную крошку по ТУ 5716-003-52817785-03 [9] следует применять в качестве утя-желяющей добавки МСБР.

        Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

   2. Последовательность приготовления МСБР:

      • в технической воде диспергируется глинопорошок (в течение 3 – 4 ч) в количестве 20 кг на 1 м3 технической воды;

      • в приготовленную малоглинистую суспензию вводится биополимер К.К. «Робус» в количестве 2 кг на 1 м3 малоглинистой суспензии;

      • после полного растворения К.К. «Робус» МСБР обрабатывается «Монасил» в коли-честве 35 кг на 1 м3 МСБР.

      • необходимые фильтрационные показатели МСБР достигаются обработкой П ПАЦ Н в количестве 3 кг на 1 м3 МСБР;

      • для предотвращения биологического разложения биополимера и полианионнойцеллюло-зы МСБР рекомендуется обрабатывать бактерицидом «Remaсid» в количестве1 кг на 1 м3 МСБР;

      • после полного растворения полимеров и гидросиликата МСБР обрабатывается пено-гасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 МСБР;

      • после ввода пеногасителя МСБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 8 кг на 1 м3 МСБР, «СМЭГ-3» в количестве 15 кг на 1 м3 МСБР и КСД в количестве 5 кг на 1 м3 МСБР;

      • утяжеление МСБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-морной крошки;

      • кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП рекомендуется вводить в МСБР во время циркуляции в количестве 3 кг на 1 м3 МСБР;

      • при необходимости снижения вязкости МСБР во время бурения его следует обраба-тывать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС. Кон-центрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас.

        
         

        10

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

   3. Для обеспечения эффективной очистки длиннопротяженного наклонного ствола (1790 – 4921 м) с зенитным углом от 70° до 87° от шлама при бурении под промежуточную колонну рекомендуются технологические параметры МСБР, обеспечивающие турбулентный режим промывки в кольцевом пространстве при оптимальной производительности буровых

      насосов (Reфакт в зоне КНБК должно быть не менее 1,8 – 2,5 Reкр, а за бурильными трубами не менее 1,5 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очистке ствола следует производить периодическую промывку ствола скважины с максимально возможной

      производительностью буровых насосов с закачкой чередующихся пачек бурового раствора

      с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

   4. Технологические параметры и режимы циркуляции МСБР при бурении под про-межуточную колонну приведены в таблице В.3 (приложение В).

1. При бурении под эксплуатационный цементируемый хвостовик и эксплуатацион-ную колонну (диаметр 168 мм) рекомендуется применять БСБР, обеспечивающий стабиль-ность стенок ствола скважины, сохранение ФЕС коллектора и качественное разобщение плас-тов при цементировании обсадной колонны.

   1. Состав БСБР (мас. %):

      -К.К. «Робус» – 0,35;

      -П ПАЦ Н – 0,40;

      -«Монасил» – 3,50;

      • Пентакс – 0,20;

        -«Силанж» – 0,80;

        -«СМЭГ-3» – 1,50;

        -КСД – 0,50;

        -ФХЛС – 2,00;

        -ГКЖ -10 БСП – 0,30;

        -«Remacid» – 0,10;

      • мраморная крошка – 5,00;

      • вода – остальное.

        В качестве структурообразователя и для управления псевдопластическими свойствами БСБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].

        В качестве ингибитора в БСБР рекомендуется использовать «Монасил» – порошкооб-разный модернизированный гидросиликат Na марки Н29 с силикатным модулем от 2,7 до 3,1 по ТУ 2145-001-75105538-2005 [13].

        
         

        11

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

        Для управления фильтрационными свойствами БСБР рекомендуется применять полиа-нионную целлюлозу низкой вязкости П ПАЦ Н по ТУ 2231-015-32957739-00 [5].

        Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера и реагентов на ос-нове эфиров целлюлозы и сохранения технологических свойств БСБР рекомендуется произ-водить его обработку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

        Для управления смазочными свойствами БСБР следует применять комплекс смазоч-ных добавок: сухую смазочную добавку «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6], жидкую смазочную добавку «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] и комплексную противопри-хватную смазочную добавку КСД по ТУ 2481-013-35944370-2008 [14].

        Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке БСБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововлекаю-щими реагентами.

        ГКЖ-10 БСП по ТУ 2229-068-05808020-00 [12] рекомендуется применять в качестве до-полнительной смазочной добавки, понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

        ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости БСБР. Также этот реагент выполняет функции понизителя фильтрации и ингибитора глинистого шлама.

        Мраморную крошку по ТУ 5716-003-52817785-03 [9] следует применять в качестве коль-матирующей и утяжеляющей добавки БСБР.

        Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

   2. Последовательность приготовления БСБР:

      • в технической воде, обработанной бактерицидом «Remacid» в количестве 1 кг на 1 м3 технической воды, растворяют биополимер К.К. «Робус» в количестве 3,5 кг на 1 м3 технической воды;

      • послеполногорастворения К.К.«Робус» БСБРобрабатывается«Монасил» вколичестве 35 кг на 1 м3 БСБР;

      • необходимые фильтрационные показатели БСБР достигаются обработкой П ПАЦ Н в количестве 5 кг на 1 м3 БСБР;

      • после полного растворения гидросиликата БСБР обрабатывается пеногасителем Пен-такс в количестве 2 кг на 1 м3 БСБР;

      • после ввода пеногасителя БСБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 8 кг на 1 м3 БСБР, «СМЭГ-3» в количестве 15 кг на 1 м3 МСБР и КСД в количестве 5 кг на 1 м3 БСБР;

      • утяжеление БСБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-

        
         

        12

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

        морной крошки в количестве 50 кг на 1 м3 БСБР;

      • кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 БСП рекомендуется вводить в БСБР во вре-мя циркуляции в количестве 3 кг на 1 м3 БСБР;

      • при необходимости снижения вязкости БСБР во время бурения его следует обрабаты-вать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совмест-но с щелочью. Концентрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи следует брать 10 % от массы ФХЛС.

   3. Для обеспечения эффективной очистки наклонного ствола с зенитным уг-лом от 75° до 89° от шлама при бурении под эксплуатационный цементируемый хвостовик и эксплуатационную колонну (диаметр 168 мм) рекомендуется турбулентный режим про-мывки в кольцевом пространстве при оптимальной производительности буровых насосов

      (Reфакт не менее 2,0 – 2,5 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очис-тке ствола необходимо производить периодическую промывку ствола скважины с максималь-

      но возможной производительностью буровых насосов с закачкой чередующихся пачек буро-

      вого раствора с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

   4. Технологические параметры и режим циркуляции БСБР при бурении под эксплуатационную колонну и эксплуатационный хвостовик приведены в таблице В.4 (приложение В).

2. При бурении под нецементируемый хвостовик-фильтр (диаметром 114 мм) реко-мендуется применять БМБР, обеспечивающий сохранение ФЕС коллектора.

   1. Состав БМБР (мас. %):

      -К.К. «Робус» – 0,35;

      -«КРЭМ» – 1,50;

      -KCl – 7,00;

      • Пентакс – 0,20;

        -«Силанж» – 0,80;

        -«СМЭГ-3» – 1,50;

        -КСД – 0,50;

        -ФХЛС – 2,00;

        -«Remacid» – 0,05;

      • мраморная крошка – 5,00–25,00;

      • вода – остальное.

        В качестве структурообразователя и для управления псевдопластическими свойствами БМБР рекомендуется применять биополимер К.К. «Робус» по ТУ 2458-011-35944370-2007 [4].

        
         

        13

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

        В качестве ингибитора в БМБР рекомендуется использовать соль KCL по ГОСТ 4568. Для управления фильтрационными свойствами БМБР рекомендуется применять крах-

        мальный реагент «КРЭМ» по ТУ 2458-012-35944370-2007 [15].

        Для предотвращения бактериологического разрушения биополимера, крахмального ре-агента и сохранения технологических свойств БМБР рекомендуется производить его обработ-ку бактерицидом «Remacid» по ТУ 2458-004-22427740-2002 [10].

        Для управления смазочными свойствами БМБР следует применять комплекс смазоч-ных добавок: сухую смазочную добавку «Силанж» по ТУ 2458-002-97457491-2007 [6], жидкую смазочную добавку «СМЭГ-3» по ТУ 2458-007-56864391-2007 [7] и комплексную противопри-хватную смазочную добавку КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 [14].

        Пеногаситель Пентакс по ТУ У 24.6-32028975-005-2004 [8] рекомендуется применять при обработке БМБР смазочными добавками и при химической обработке воздухововле-кающими реагентами.

        ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78 [11] рекомендуется использовать в качестве понизителя вязкости БМБР.

        Мраморную крошку по ТУ 5716-003-52817785-03 [9] следует применять в качестве кольматирующей и утяжеляющей добавки БМБР.

        Функциональное назначение компонентов буровых растворов представлено в приложении Б.

   2. Последовательность приготовления БМБР:

      • в технической воде, обработанной бактерицидом «Remacid» в количестве 0,5 кг на 1 м3 технической воды, растворяют биополимер К.К. «Робус» в количестве 3,5 кг на 1 м3 технической воды;

      • необходимые фильтрационные показатели БМБР достигаются обработкой «КРЭМ» в количестве 15 кг на 1 м3 БМБР;

      • после полного растворения полимеров БМБР обрабатывается хлористым калием KCl в количестве 70 кг на 1 м3 БМБР;

      • затем БМБР обрабатывается пеногасителем Пентакс в количестве 2 кг на 1 м3 БМБР;

      • после ввода пеногасителя БМБР обрабатывается смазочными добавками «Силанж» в количестве 8 кг на 1 м3 БМБР, «СМЭГ-3» в количестве 15 кг на 1 м3 БМБР и КСД в количестве 5 кг на 1 м3 БМБР;

      • утяжеление БМБР до требуемой плотности рекомендуется производить добавкой мра-морной крошки в количестве 50 кг на 1 м3 БМБР;

      • при необходимости снижения вязкости БМБР во время бурения его следует обрабаты-вать водным раствором ФХЛС. Для этого следует приготовить водный раствор ФХЛС совмест-

        
         

        14

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

        но с щелочью. Концентрацию ФХЛС следует брать от 10 % до 40 % мас. Концентрацию щелочи следует брать 10 % от массы ФХЛС.

   3. Для обеспечения эффективной очистки наклонного ствола с зенитным углом от 75° до 89° от шлама при бурении под хвостовик-фильтр диаметром 114 мм рекомендуется турбулентный режим промывки в кольцевом пространстве при оптимальной производитель-

      ности буровых насосов (Reфакт не менее 1,3–1,4 Reкр). В случае возникновения осложнений при недостаточной очистке ствола следует производить периодическую промывку ствола сква-

      жины с максимально возможной производительностью буровых насосов с закачкой чередую-

      щихся пачек бурового раствора с низкими и высокими реологическими показателями (τ0 и η) и с расхаживанием инструмента на длину от 10 до 20 м с вращением ротора.

   4. Технологические параметры и режимы циркуляции БМБР при бурении под хвос-товик-фильтр приведены в таблице В.5 (приложение В).

6.6. Потребность в химреагентах и материалах для приготовления и химической обра-ботки рекомендованных составов буровых растворов, а также ожидаемые объемы образова-ния отходов бурения по интервалам бурения согласно СТО Газпром 2-1.19-107 для различных конструкций скважин приведены в приложении Г.

6.7 В соответствии с требованиями РД 08-254-98 [16] для предотвращения и ликвида-ции возможных газонефтепроявлений скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине.

1. Методы контроля качества буровых растворов

   
    

   1. Для предотвращения использования недоброкачественной продукции при стро-ительстве скважин следует проводить входной контроль качества всех компонентов буровых растворов в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-165.

   2. Для обеспечения качественной очистки буровых растворов рекомендуется применять четырехступенчатую систему очистки бурового раствора согласно СТО Газпром 2-3.2-198.

   3. Для обеспечения безопасности проводки скважин контроль технологических пара-метров бурового раствора следует производить в соответствии с требованиями РД 08-254-98 [16] и ПБ 08-624-03 [17].

   4. Для контроля технологических параметров бурового раствора в процессе бурения скважин следует использовать следующие приборы:

      • ареометр (АБР-1);

      • вискозиметр (ВП-5);

      • ротационный вискозиметр (СНС 2);

        
         

        15

        Р Газпром 2-3.2-269-2008

        
         

      • фильтр-пресс (ВМ-6);

      • ротационный вискозиметр (OFITE-800);

      • прибор для измерения активности водородных ионов (рН – 150);

      • устройство измерений фрикционных свойств фильтрационных корок (ФСК-4);

      • прибор для измерения содержания твердой фазы и смазочной добавки в буровом рас-творе (реторта);

      • термометр с диапазоном измерения от 0 °С до 100 °С.

   5. Для измерений реологической характеристики буровых растворов при бурении глубо-ких скважин рекомендуется использовать высокотемпературный вискозиметр OFITE-1000. Воз-можно применение для этих целей вискозиметра Fann-35 A с высокотемпературной ячейкой.

   6. Для измерения фильтрации при высоких температурах и давлении рекомендуется применять фильтр-пресс Ofite 171-01-C.

   7. В процессе бурения особое внимание следует уделять измерению плотности буро-вого раствора на входе и выходе скважины. Для своевременного определения промыва инс-трумента следует вести контроль за давлением на входе и измерять температуру выходящего из скважины раствора.

   8. Параметры раствора рекомендуется контролировать со следующей периодичностью:

      -плотность по РД 39-00147001-773-2004 [18] один раз в час;

      • условную вязкость по СТО Газпром 2-3.2-004 один раз в час;

      • показатель фильтрации по СТО Газпром 2-3.2-003 через 4 – 6 ч промывки;

      • СНС по СТО Газпром 2-3.2-005 через 4 – 6 ч промывки;

      • реологические параметры по НД 00158758-251-2003 [19] через 2 – 3 ч промывки;

      • смазочные свойства по НД 00158758-252-2003 [20] через 2 – 3 ч промывки;

        При вскрытии продуктивного горизонта и в осложненных условиях параметры раствора рекомендуется контролировать со следующей периодичностью:

      • плотность – через 15 мин;

      • условную вязкость – через 15 мин;

      • показатель фильтрации – через 1 – 2 ч;

      • СНС – через 1 – 2 ч;

      Один раз в смену в течение одного цикла циркуляции бурового раствора через 5 – 10 мин производятся замеры его плотности и условной вязкости.

      
       

      16

      Р Газпром 2-3.2-269-2008

      
       

2. Требования безопасности и охраны окружающей среды

   
    

   1. С целью защиты окружающей среды от воздействия компонентов бурового раствора в соответствии с ГОСТ 15846 все химические вещества следует доставлять на скважину в завод-ской упаковке, полиэтиленовых мешках, резино-кордовых или металлических контейнерах и хранить в специальных помещениях, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважин. При работе с химическими реагентами следует соблюдать правила безопасности со-гласно ГОСТ 12.1.007.

   2. Меры безопасности предусматриваются технической документацией изготовителя, в том числе паспортом безопасности вещества по ГОСТ 30333. Запрещается применение для химической обработки буровых растворов веществ и материалов, санитарно-токсикологичес-кие свойства которых неизвестны.

17

Р Газпром 2-3.2-269-2008

18

Приложение А

(справочное)

Геолого-техническая характеристика условий применения буровых растворов

Таблица А.1 – Основная характеристика технико-технологических и геологических условий бурения скважин на пласт ПК1 сеноманских отложений Семаковского месторождения

Р Газпром 2-3.2-269-2008

19

Окончание таблицы A.1

Р Газпром 2-3.2-269-2008

20

Таблица А.2 – Основная характеристика технико-технологических и геологических условий бурения скважин на пласты ПК7-13 альбских отложений Геофизического месторождения

Р Газпром 2-3.2-269-2008

21

Таблица А.3 – Основная характеристика технико-технологических и геологических условий бурения скважин на аптские и готерив-барремские отложения (пласты ТП1-4, ТП7-14, ТП17 и ТП22) Геофизического месторождения

22

Р Газпром 2-3.2-269-2008

Приложение Б

(справочное)

Функциональное назначение компонентов буровых растворов

Р Газпром 2-3.2-269-2008

23

Таблица Б.1 – Основные материалы, химреагенты, применяемые в составе буровых растворов для строительства скважин в акватории Тазовской и Обской губ, и их аналоги

Р Газпром 2-3.2-269-2008

24

Окончание таблицы Б.1

Приложение В

(рекомендуемое)

Технологические параметры и режимы циркуляции буровых растворов

Таблица В.1 – Технологические параметры и режим циркуляции ПБР при бурении под направление

Р Газпром 2-3.2-269-2008

25

Таблица В.2 – Технологические параметры и режим циркуляции ПБР при бурении под кондуктор

26

Таблица В.3 – Технологические параметры и режим циркуляции МСБР при бурении под промежуточную колонну

Р Газпром 2-3.2-269-2008

Таблица В.4 – Технологические параметры и режим циркуляции БСБР при бурении под эксплуатационную колонну и эксплуатационный хвостовик

Р Газпром 2-3.2-269-2008

27

Таблица В.5 – Технологические параметры и режим циркуляции БМБР при бурении под хвостовик-фильтр

Р Газпром 2-3.2-269-2008

Приложение Г

(справочное)

Потребность в компонентах буровых растворов

и ожидаемые объемы образования отходов бурения

Таблица Г.1 – Потребность в компонентах бурового раствора по интервалам бурения для первого варианта конструкции скважин

Таблица Г.2 – Потребность в компонентах бурового раствора по интервалам бурения для второго варианта конструкции скважин

28

Р Газпром 2-3.2-269-2008

Таблица Г.3 – Ожидаемые объемы образования отходов бурения

29

Р Газпром 2-3.2-269-2008

Библиография

[1] Р Газпром «Конструкции и технология крепления скважин в акватории Тазовской и Обской губ» (утверждены ОАО «Газпром» 06.12.2007)

[2] Р Газпром «Профили скважин с максимально возможным смещением забоев в акватории Тазов-ской и Обской губ» (утверждены ОАО «Газпром» 06.12.2007)

30

Р Газпром 2-3.2-269-2008

31

Р Газпром 2-3.2-269-2008

[30] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2458-005-50635131-2004

[31] Технические условия ЗАО НПО «Полицелл»

ТУ 6-55-1477-97

[32] Технические условия

НПО МП «Союзбуртехнология»

ТУ 10 РФ 1039-92

[33] Технические условия ЗАО «НПО «Ресурс»

ТУ 2458-001-57029687-2006

[34] Технические условия ЗАО «Полицелл»

ТУ 2458-019-32957739-01

[35] Технические условия

ООО «НПО Химбурнефть»

ТУ 2458-003-49472578-07

[36] Технические условия ЗАО НПК «СОФЭКС» ТУ 2229-019-42942526-01

[37] Технические условия ЗАО «Гамма-Хим»

ТУ 2229-001-57258729-2004

Смесь крахмалов модифицированных СКМ

Реагент полисахаридный для буровых растворов

Реагент-стабилизатор базовый ФИТО

Смазочная добавка для буровых растворов

«ССД-2М»

Смазочная добавка для буровых растворов

«ГЛИТАЛ»

Смазочные добавки на основе растительных жиров марки «ФК-2000»

Пеногаситель «СОФЭКСИЛ-4248 П»

Антивспениватель для технологических процессов при бурении нефтяных и газовых скважин

32

Р Газпром 2-3.2-269-2008

ОКС 75.020

Ключевые слова: рекомендации, буровой раствор, режимы циркуляции, бурение, скважина, акватория, Тазовская губа, Обская губа

33

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка Д.А. Бурова

Подписано в печать 17.08.2009 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 70 экз. Уч.-изд. л. 4,0. Заказ 549.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.

Отпечатано в ООО «Полиграфия дизайн»